Способы энергосбережения в ректификационных установках

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Способы энергосбережения в ректификационных установках

Процессы разделения многокомпонентных смесей органических веществ являются одними из самых сложных и энергоемких в химической и нефтехимической промышленности. Наиболее часто разделение осуществляется ректификацией, которая характеризуется низким коэффициентом полезного действия и высокими удельными затратами энергии.

Процесс ректификации, как известно, является термодинамически необратимым, что приводит к зависимости затрат энергии и производства энтропии от пути его проведения. Наиболее полно путь процесса отражает его траектория. Отображением траектории ректификации на множество аппаратов разделения является технологическая схема, структура которой и предопределяет энергетическую эффективность процесса.

Одним из направлений энергосбережения при ректификации является ее приближение к гипотетическому термодинамически обратимому процессу.

К сожалению, на практике могут быть реализованы только некоторые особенности гипотетического процесса обратимой ректификации. К таким особенностям, в частности, относится распределенный подвод тепла к исчерпывающей и отвод тепла от укрепляющей частей колонны. В настоящее время этот подход разрабатывается, в основном, теоретически в рамках исследований по повышению термодинамической эффективности разделения, главным образом, бинарных смесей с близкими относительными летучестями. Также ряд исследователей рассматривает возможность реализации данного метода энергосбережения в виде колонн с внутренней теплоинтеграцией типа HIDiC. Системы HIDiC были предложены еще в середине 70-х годов прошлого века и с тех пор постоянно привлекают внимание исследователей. Эти системы, комбинируя в себе принцип теплового насоса и неадиабатической ректификации, позволяют максимально снизить затраты энергии на разделение. По оценкам, проведенным в техническом университете Дельфта (Нидерланды), снижение энергопотребления при использовании классического теплового насоса может достигать 50%, а при использовании HIDiC от 60 до 90%. Японским исследователям удалось разработать и реализовать в полупромышленном масштабе ректификационную колонну типа HIDiC для выделения из продуктов пиролиза сырого циклопентана. Достаточно интересны расчеты авторов, в которых показана возможность реконструкции существующей пропан-пропиленовой колонны на принципах HIDIC с сохранением ее обечайки.

Тем не менее, до настоящего времени системы HIDIC, в отличие от более традиционных методов теплоинтеграции, не находят применения в промышленной практике из-за сложности конструирования и управления, а также из-за отсутствия четких экспериментальных данных по энергоэффективности, полученных на опытных или полупромышленных установках.

Для реализации другой особенности обратимой ректификации, а именно, разделения по первому классу фракционирования с полностью распределенными между кубом и дистиллятом компонентами с промежуточной относительной летучестью, отечественными исследователями в работе были предложены комплексы с полностью связанными тепловыми и материальными потоками (FTCDS), однако только в последнее десятилетие появились сообщения о реализации таких технологий в промышленном масштабе. Предлагаются использовать комплексы со связанными тепловыми и материальными потоками в технологиях, связанных с переработкой нефти, в частности, в процессе выделения ароматических соединений (бензол, толуол, ксилолы) из продуктов риформинга. Расчеты авторов показали, что энергозатраты при этом могут снизиться на 13-23%.

К сожалению, FTCDS обладают рядом недостатков, которые осложняют их применение в технологиях разделения углеводородных газов, в частности, это требование одинакового давления во всех элементах комплекса.

Другой проблемой, которая возникает при практической реализации комплексов с полностью связанными тепловыми и материальными потоками, является стабильность их работы и управляемость. Анализ литературы показал, что эти показатели являются функцией структуры FTCDS, т.е. функцией распределения отдельных секций комплекса между реальными колоннами. Одним из на - правлений повышения устойчивости и управляемости FTCDS является уменьшение числа связывающих аппараты паровых потоков.

Как следует из литературных данных, системы с полностью связанными тепловыми и материальными потоками реализуются на практике, в основном, как одна сложная колонна с перегородкой (Dividing-Wall column, DWC), причем, значительный толчок развитию этого направления дала разработка конструкции аппарата с «нефиксированной» перегородкой.

DWC по структуре потоков близки к схемам с полностью связанными тепловыми и материальными потоками. Впервые колонны с перегородкой были предложены для снижения энергопотребления при ректификации еще в 1949 году. При этом теоретическое обоснование снижения энергозатрат на разделение отсутствовало. Только с разработкой теории обратимой ректификации и выявлением структуры комплексов FTCDS стало ясно, что эти два варианта организации разделения многокомпонентных смесей представляют собой практически идентичные с точки зрения термодинамики, но конструктивно различающиеся технические решения.

В настоящее время DWC являются уже достаточно распространенными техническими решениями, и все больше и больше привлекают внимание промышленных корпораций. Самые крупные колонны имеют диаметр до 6 м и высоту до 100 м. Наиболее успешным опытом реализации таких технических решений обладает фирма BASF. К 2004 году только этой компанией использовалось 30 установок, имеющих в своем составе DWC. К 2009 году только фирмой BASF эксплуатировалось 70 установок DWC, а общее число их в мире превысило 100. Значительных успехов также добилась компания Linde AG, разработавшая к настоящему времени DWC с оценочной высотой до 107 м и диаметром 5 м для фирмы Sasol.

Применение DWC приводит за счет внутренней теплоинтеграции к снижению парового потока на 10-50% по сравнению с традиционными схемами ректификации [18, 19]. Кроме того, можно ожидать и некоторого снижения капитальных затрат при применении DWC, поскольку также как и FTCDS эти системы при максимальной теплоинтеграции имеют только один кипятильник и один конденсатор. Однако, с другой стороны, применение DWC, как и FTCDS, требует увеличения числа ступеней разделения, что ведет к увеличению капитальных затрат. Таким образом, эти два фактора действуют разнонаправлено, и требуется экономическая оценка.

Промежуточное положение, как по термодинамической, так и по энергетической эффективности, между технологиями классической ректификации и комплексами с полностью связанными тепловыми и материальными потоками занимают комплексы с частично связанными тепловыми и материальными потоками (PTCDS). По схеме разделения - это колонны с выносными отпарными или укрепляющими секциями. В первом случае эти схемы имеют один общий дефлегматор и несколько кипятильников, а во втором - один общий кипятильник и несколько дефлегматоров. Традиционной областью применения колонн с отпарными секциями является нефтепереработка (установки первичной перегонки нефти, каталитического крекинга, разделения ароматических углеводородов, первичной перегонки бензинов). Колонны с выносными укрепляющими секциями используются для разделения воздуха с получением азота, кислорода и аргона. В последнее время появились примеры использования сложных колонн с боковыми секциями и отборами в технологиях экстрактивной ректификации бинарных и многокомпонентных смесей. Применение PTCDS как элементов технологической схемы ректификации обеспечивает снижение энергозатрат на разделение до 30%.

Комплексы PTCDS могут быть также реализованы в виде колонн с перегородками. Следует отметить, что при фиксированном числе ступеней разделения FTCDS могут проигрывать PTCDS по суммарным экономическим затратам. Нами к настоящему времени предложены методы синтеза и алгоритмы выбора типа комплекса с частично связанными тепловыми и материальными потоками, обеспечивающего наибольшую энергетическую эффективность. Таким образом, существует множество подходов к повышению термодинамической и энергетической эффективности процесса ректификации. К настоящему времени наиболее отработаны подходы по применению колонн с перегородками в виде комплексов с частично или полностью связанными тепловыми и материальными потоками, и именно такие технологии целесообразно рекомендовать для реализации в промышленном масштабе.

Нефть, выходящая из промысловых скважин, несет с собой попутный газ, песок, ил, кристаллы солей и воду в виде насыщенного раствора хлоридов. Попутные и растворенные в нефти газы отделяются на промысле в системе трапов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления от давления в скважине до атмосферного. Газ, выходящий из сепараторов сверху, частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газобензиновые заводы или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления. После трапов-газасепараторов в нефти остаются еще растворенные газы, количество которых иногда достигает 4% (масс.)

В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты на промыслах часто называют отстойниками. Нефть из трапов-газасепараторов направляется в отстойные резервуары емкостью до 30-50 тыс. м, из которых она поступает на промысловые электрообессоливающие установки. С промысловых электрообессоливающих установок направляется на стабилизацию.

Процесс физической стабилизации нефти предназначен для удаления газовых компонентов. Вследствие высокого давления насыщенных паров газы выделяются из нефти при температуре окружающей среды, унося с собой ценные легкие компоненты бензиновых фракций.

Установки стабилизации нефти строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефти применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабилизации нефти - в одной колонне и стабилизации газового бензина - в другой. Последние используют для нефти с высоким содержанием растворенных газов - более 1,5% (масс).

разделение многокомпонентный ректификация химический

Технологическая схема установки стабилизации нефти: 1 - трубчатая печь, 2,13 - колонны, 3,4,5,11,20 - насосы, 6,17 - теплообменники, 7 - подогреватель, 8,14 - холодильники-конденсаторы, 9 - газоводоотделитель, 10,16 - редукционные клапаны, 12 - кипятильник, 15 - газосепаратор, 18 - холодильник, 19 - аппарат воздушного охлаждения

Сырая нефть из резервуаров промысловых ЭЛОУ забирается сырьевым насосом 5, прокачивается через теплообменник 6, паровой подогреватель 7 и при температуре около 60С подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2. эта колонна оборудована тарелками желобчатого типа (число тарелок может быть от 16 до 26), верхняя из которых является отбойной, три нижних - смесительными. Избыточное давление в колонне от 0,2 до 0,4 МПа, что создает лучшие условия для конденсации паров бензина водой в водяном холодильнике-конденсаторе 8. нефть, переливаясь с тарелки на тарелку, встречает более нагретые поднимающиеся пары и освобождается от легких фракций. Температура низа колонны поддерживается в пределах 130-150С за счет тепла стабильной нефти, циркулирующей через змеевики трубчатой печи 1 с помощью насоса 3. Стабильная нефть, уходящая с низа колонны, насосом 4 прокачивается через теплообменники 6, где отдает свое тепло сырой нефти. Далее нефть проходит аппарат воздушного охлаждения 19 и поступает в резервуары стабильной нефти, откуда она и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 2, охлаждается в холодильнике-конденсаторе 8. газы вместе с образовавшимся конденсатом поступают в газоводоотделитель 9. Несконденсированные газы - сухой газ (в основном метан и этан) с верха газоводоотделителя выводятся с установки. На газоотводном трубопроводе ставится редукционный клапан 10, поддерживающий стабильное давление в аппарате 9 и колонне 2.

Газоводоотделитель разделен вертикальной перегородкой. Из одной половины аппарата снизу с помощью регулятора уровня, который соединен с клапаном на дренажной линии, выводится вода. Из другой половины конденсат - смесь углеводородов забирается насосом 11 и прокачивается через теплообменник 17 стабильного бензина. Здесь смесь нагревается примерно до 70С и с такой температурой поступает в испарительную часть стабилизационной колонны 13. колонна имеет 30 - 32 желобчатые тарелки; давление в колонне поддерживается в пределах 1,3 - 1,5 МПа.

С верха колонны 13 уходит газ; тяжелая часть газа (пропан, бутаны) конденсируется в водяном холодильнике-конденсаторе 14 и отделяется в газосепараторе 15 от несконденсировавшейся части. Этот несконденсировавшийся газ выходит из газосепаратора сверху, проходит редукционный клапан 16 и объединяется с газом, выходящим из газоводоотделителя 9. С помощью клапана 16 давление в колонне 13 поддерживается в пределах 1,2-1,5 МПа. Сжиженный газ, отводимый с низа газосепаратора 15, направляется насосом 20 в приемник. Часть газа возвращается на верхнюю тарелку колонны 13 в виде холодного орошения, с помощью которого температура верха колонны поддерживается в пределах 40-50С. Для достаточно полного выделения растворенных газов температура низа колонны должна быть выше: 120-130С. Такая температура обеспечивается рециркуляцией стабильного бензина через кипятильник 12 с паровым пространством. В кипятильнике бензин нагревается до 160 - 180С водяным паром (давлением 0,3-0,5 МПа). Пары, образующиеся в кипятильнике, поступают в колонну 13, а жидкость - стабильный бензин - перетекает через перегородку внутри аппарата 12 и под давлением системы проходит теплообменник 17, холодильник 18 и далее направляется в резервуар стабильного бензина.

В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95% пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении.

Прогнозируемое ухудшение условий подготовки запасов и добычи нефти и газа может привести (при сохранении сложившихся тенденций) к росту удельных капиталовложений в целом по нефтегазовому комплексу (НГК) примерно в 2 раза и к росту трудоемкости в 3 раза к 2010 г. Из-за ограничений по капиталовложениям и численности занятых, вытекающих из современной и прогнозируемой экономической и демографической ситуации, главными задачами энергосбережения являются замедление темпов роста капиталовложений на 15-20% и повышение производительности труда в 2,5 раза к 2010 г.

Трудности в реализации стоящих перед энергосбережением задач будут связаны главным образом с имеющимся отставанием в развитии техники и технологии, несовершенной системой разработки, внедрения и тиражирования новейших достижений энергосбережения и не комплексным подходом в определении приоритетных направлений и долгосрочных целевых научно-технических программ (ДЦП). Основной путь к решению этих проблем в период до 2010 г. заключается, во-первых, в четком выделении наиболее острых научно-технических межотраслевых проблем по всем подсистемам технологического цикла с адресной привязкой к конкретным геолого-техническим условиям ведения работ и, во-вторых, в разработке и реализации ДЦП, направленных на решение этих проблем по каждой из подсистем технологического цикла.

Технологические циклы различаются между собой технологиями и техническими средствами, применяемыми для производства целевого продукта. Главное их отличие определяется в основном условиями залегания запасов нефти, газа и конденсата в недрах и их добычей. Специфика этих условий особенно тесно связана с подсистемами, начиная от поисков и разведки и кончая транспортировкой углеводородов. В каждой подсистеме технологического цикла реализация заданий Энергетической программы обусловливает возникновение проблем энергосбережения, решение которых невозможно без создания принципиально новых технологий и технических средств для обеспечения производства целевого продукта для конкретных геолого-технологических условий.

В подсистеме поисков и разведки существующий технический уровень не позволит эффективно проводить геологоразведочные работы по глубокопогруженным горизонтам и подсолевым отложениям Прикаспия, неструктурным ловушкам, в условиях Крайнего Севера, континентального шельфа, а также в традиционных условиях, где в настоящее время ощущается значительное отставание уровня сейсморазведки (производительность в 6 раз ниже) от мирового. Для решения этих проблем необходимо: для условий глубокопогруженных горизонтов (в том числе Прикаспия) разработать и создать аппаратуру и специальное промыслово-геофизическое оборудование, приспособленные к работе в сложных термобарических условиях, в антикоррозионном исполнении (H₂S в газе от 6% и выше); для условий поиска неструктурных ловушек усовершенствовать полевую аппаратуру и оборудование, разработать и освоить высокоточную аппаратуру и мощные вычислительные и телеметрические системы для сейсморазведки; для условий Крайнего Севера разработать и создать специальную технику в северном исполнении, транспортные средства для ведения работ в заболоченной местности и т.д.; для условий шельфа разработать и создать оборудование для инженерно-геологического бурения и отбора керна при глубинах воды свыше 200 м, технические средства для поиска и разведки месторождений нефти и газа на мелководье и предельном мелководье; для традиционных условий требуется создание компьютеризированных каротажных станций, развитие аэрокосмических исследований и др.

В подсистеме строительства скважин небходимо: для условий глубокопогруженных горизонтов (в том числе Прикаспий) создать бурильные установки (БУ), бурильный инструмент, насосно-компрессорные и обсадные трубы, противовыбросовое оборудование, буровые и тампонажные растворы для глубин свыше 4 км и температур свыше 200С, аномально высоких давлений и условий сероводородной и солевой агрессии; для условий шельфа разработать и создать плавучие БУ, способные работать на глубинах моря свыше 200 м; для условий высоковязких нефти разработать и обеспечить мелкосерийное производство машиностроительными отраслями специальной буровой техники, забойных двигателей, промывочных жидкостей для строительства горизонтально-разветвленных скважин; для условий Крайнего Севера разработать и создать утепленные БУ, высокомобильные БУ (для глубин до 1250 м) на пневмоколесной транспортной базе, технику в северном исполнении.

В подсистеме нефтегазопромыслового строительства, разработки месторождений и добычи нефти, конденсата, газа необходимо: для условий

глубокопогруженных горизонтов и подсолевых отложений Прикаспия усовершенствовать сепарационное оборудование, создать трубы, фонтанную и запорную арматуру, манифольды, компрессоры для ДКС и для сайклинг процесса, промысловое оборудование про подготовке нефти, газа, воды в антикоррозионном по отношению к сероводороду исполнении, на давление 350-700 кгс/см²; для условий шельфа разработать и создать стационарные и плавучие глубоководные технологические платформы (включая платформы на натяжных опорах), глубоководное сваебойное оборудование, подводные добычные комплексы и др.; для условий высоковязких нефти создать и освоить промышленный выпуск нового глубинно-насосного оборудования для работы в коррозионной высокотемпературной среде, паротеплового и газогенераторного оборудования, средств розжига пласта и контроля за фронтом горения, для условий низкопроницаемых коллекторов изготовить и обеспечить потребность в малопроизводительных насосных установках, оборудовании и материалах по повышению нефтеконденсатоотдачи пластов, для условий газонефтяных залежей обеспечить выпуск высокопроизводительных компрессорных газлифтных комплексов и струйных насосов, средств регулирования и контроля за движением двухфазных сред; для производства легкого углеводородного сырья и традиционных условий добычи нефти, газа, конденсата обеспечивать поставку оборудования, ГПЗ в блочно-комплектном, крупно-суперблочном модульном исполнении.

В подсистеме магистрального транспорта нефти и газа необходимо: для условий Крайнего Севера и высоковязких нефти усовершенствовать блочно-модульный комплекс «Нефтеперекачивающая станция» за счет оснащения перекачивающего модуля электродвигателем с автоматически регулируемой частотой вращения, включения в состав энергоблока ГТУ блочной электростанции на базе ядерных энергетических установок; усовершенствовать технологический комплект «Линейная часть магистральных нефтепроводов» за счет телемеханизации и автоматизации; для условий Крайнего Севера и газоконденсатных залежей создать трубы для газопроводов с температурой эксплуатации до -60 0 С, высокопрочные газопроводные трубы и газоперекачивающее оборудование на рабочее давление 9,8 МПа, полностью автоматизированные компрессорные станции и арматуру в северном исполнении; для условий Прикаспия создать коррозионно-стойкие (к сероводороду) трубы и насосное оборудование для перекачки нефти и газонефтеконденсатной продукции, газопроводные трубы, стойкие к сероводородной агрессии, и ингибиторы для защиты газотранспортного оборудования от углекислотной и сероводородной коррозии.

В подсистеме переработки нефти, конденсата, газа необходимо: для условий Прикаспия разработать и освоить автоматизированные (с элементами робототехники) технологические линии по подготовке нефти, газа, воды и установки, обеспечивающие 95%-ю конверсию COS и CS₂ на основе новых катализаторов; для условий газонефтяных и газоконденсатных залежей и производства легкого углеводородного сырья создать транспортную систему высокого давления с одновременной нейтрализацией всех кислых соединений и с более глубоким извлечением С3+В, ГПЗ в комплектно-блочном исполнении, малогабаритные передвижные установки плазмохимического пиролиза нефтяного газа, термического пиролиза с использованием лазерной техники.

Основным направлением в решении научно-технических межотраслевых проблем является, как указывалось выше, разработка и реализация долгосрочной целевой программы в рамках каждой подсистемы, охватывающей все те геолого-технологические условия, где требуется межотраслевая проработка. Так, для подсистемы поисков и разведки ДЦП должна включать вопросы создания новых технических средств для глубокопогруженных горизонтов, неструктурных ловушек, Крайнего Севера, шельфа, традиционных условий. Аналогичным образом должны быть составлены ДЦП и для всех остальных подсистем комплекса. Таким образом, ДЦП будет охвачен весь технологический цикл производства целевого продукта НГК в различных геолого-технологических условиях.

Анализ развития нефтегазового комплекса показал значительное отставание отечественной техники и технологии освоения ресурсов нефти и газа от достигнутого технического уровня передовых зарубежных стран. В период до 2011 г. произойдет резкое увеличение доли запасов, приуроченных к нетрадиционным геолого-технологическим условиям их освоения, что потребует разработки и массового производства принципиально новых технических средств.

Размещено на Allbest.ru